РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Вопросы проектирования мини-ТЭЦ

М.Л. Кузнецов, заведующий группой тепломеханического отдела № 2,
ООО «Институт ДнепрВНИПИэнергопром», г. Днепропетровск

Введение

Мини-ТЭЦ - электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, как правило, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя.

В качестве источника энергии в мини-ТЭЦ чаще всего используются:

■ газопоршневые установки (ГПУ) с дизельными или газовыми двигателями внутреннего сгорания;

■ газотурбинные установки (ГТУ);

■ паротурбинные установки (ПТУ).

При выборе проектировщиком источника энергии мини-ТЭЦ приходится взвешивать достоинства и недостатки каждого из вариантов:

■ паровая турбина:

- преимущества ПТУ - мини-ТЭЦ может работать на любом топливе; широкая линейка мощностей, отечественный производитель делает на вполне достойном уровне (к примеру, Калужский завод изготавливает линейку турбин малой мощности, хорошо подходящих для мини- ТЭЦ), высокая надежность и солидный ресурс;

- недостатки ПТУ - высокая инертность (длительный период запуска), ограниченное число пусков из холодного состояния, высокая стоимость основного оборудования (поскольку турбина питается острым паром, то возникает необходимость оснащения мини-ТЭЦ достаточно серьезным котельным оборудованием и всеми сопутствующими системами трубопроводов высокого давления, что существенно удорожает строительство).

■ газопоршневая установка:

- преимущества ГПУ - эффективная работа при малой нагрузке, быстрый запуск, широкая линейка моделей по выходной мощности, работа с малым давлением газа (как правило, ниже 1 бара и дожимной компрессор не требуется), относительно низкие затраты на строительство ТЭЦ - нет необходимости в приобретении большого количества вспомогательного оборудования и в прокладке трубопроводов высокого давления, что серьезно удешевляет строительство; возможность выполнения ремонта персоналом ТЭЦ на месте;

- недостатки ГПУ - зачастую в настоящее время применяются ГПУ зарубежного производства, что ведет к серьезной зависимости от поставки зарубежных комплектующих, из опыта эксплуатации ГПУ в российских условиях есть данные о том, что агрегаты зачастую имеют низкую надежность - намного меньшую, чем заявлено производителем, высокий уровень (низкочастотного) шума;

газотурбинная установка: максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше, что несколько затрудняет применение ГТУ в условиях мини-ТЭЦ; КПД ГТУ существенно меньше ГПУ C учетом того, что отходящие газы имеют температуру 450-550 ОС, разумнее всего применять ГТУ в составе парогазовой установки, с дополнительной выработкой электричества в паросиловой установке;

- достоинства ГТУ: газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках; металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной, для работы газотурбинной установки почти не требуется вода;

- недостатки ГТУ: полный капитальный ремонт газовой турбины - более сложная работа, чем капремонт газового двигателя; ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины примерно в 2 раза меньше, чем у ГПУ высокий нижний порог эффективного применения (от 5 МВт, что особенно важно для мини-ТЭЦ), высокий уровень шума, требовательность к качеству топлива - необходимость установки пункта подготовки газа, дожимного компрессора, существенно большие капиталовложения на введение 1 кВт по сравнению с ГПУ В целом, применение ГТУ для мини-ТЭЦ сопряжено с рядом трудностей, которые зачастую сводят на нет их преимущества.

Опыт проектирования паросиловой мини-ТЭЦ на местном топливе (каменный уголь) в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия Рост тарифов на электроэнергию и транспорт, увеличение стоимости природного газа и дизельного топлива заставляют предприятия искать пути снижения затрат. Одним из путей повышения рентабельности производства может стать выработка собственной электрической и тепловой энергии с использованием местных видов топлива или отходов производства.

При использовании местных видов топлива (в том числе и низкосортных) собственная мини-ТЭЦ позволяет снизить зависимость от поставщиков энергии и общие эксплуатационные расходы за счет использования более дешевой электрической и тепловой энергии.

В некоторых случаях использование местных видов топлива или производственных отходов оказывается выгоднее, чем выработка тепловой и электрической энергии с помощью оборудования, работающего на магистральном газе.

Типичным примером мини-ТЭЦ, ориентированной на местные топливные ресурсы, является спроектированная институтом в 2009 г. мини-ТЭЦ в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия. Поселок Зырянка (около 5 тыс. чел.) находится на левом берегу в устье реки Ясачной. Климатический район - многолетняя (вечная) мерзлота. Проектируемая мини-ТЭЦ предназначена для покрытия электрических нагрузок поселков Зырянка и Затон и села Угольное в количестве 7,4 МВт.

Тепловые нагрузки, принятые к покрытию от проектируемой мини-ТЭЦ, составляют 25 Гкал/ч в горячей воде в максимально-зимнем режиме. Тепловые нагрузки в паре отсутствуют. Основным потребителем тепловых нагрузок в горячей воде является поселок Зырянка. После строительства мини-ТЭЦ, существующие котельные переводятся в режим теплопунктов. Температурный график теплосети - 130/80 ОС. Схема теплоснабжения - закрытая.

В 60 км от Зырянки в поселке Угольный расположен угольный разрез «Зырянский», где добывается каменный уголь. В поселке Зырянка расположен базисный склад угля. Со склада производится снабжение углем населенных пунктов и предприятий, расположенных в бассейне реки Колыма. В связи с вышеизложенным, в качестве основного топлива проектируемой мини-ТЭЦ был определен каменный уголь. В качестве наиболее удобного источника энергии для проектируемой мини-ТЭЦ были выбраны паровые турбины малой мощности.

Было рассмотрено 3 варианта основного оборудования для ТЭЦ.

Вариант 1:

■ четыре блочных турбогенератора типа П 2,52,1/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

■ четыре серийных паровых котла типа КЕ 2524-350С с топкой ТЧЗМ 2,7/5,6 производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Вариант 2:

■ три серийных турбоагрегата типа П 6-3,4/0,5-1, номинальной мощностью 6,0 МВт каждый, производства ОАО «Силовые машины» г. Калуга, Россия;

■ четыре паровых котла типа КЕ 25-40-440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Вариант 3:

■ четыре блочных турбоагрегата типа П 2,53,4/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

■ четыре паровых котла типа КЕ 25-40-440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

В максимально-зимнем режиме выбранным оборудованием обеспечиваются заданные тепловые и электрические нагрузки.

Количество турбоагрегатов в каждом варианте было принято из расчета покрытия электрических нагрузок в летнее время при условии ремонта одного агрегата и аварийного выхода из строя второго агрегата. В вариантах 1, 3 при выходе из строя одной из турбин, оставшиеся в работе турбины обеспечивают максимальную электрическую нагрузку потребителей.

Выполненный технико-экономический расчет строительства мини-ТЭЦ показал техническую возможность и экономическую целесообразность данного строительства. Финансово-экономический расчет показал умеренный и примерно одинаковый срок окупаемости капитальных вложений во всех рассмотренных вариантах.

После рассмотрения вариантов состава оборудования мини-ТЭЦ, решением рабочего совещания при министре жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) был утвержден вариант 2 со следующим составом основного оборудования:

■ два серийных турбоагрегата типа П-6-3,4/0,5-1 номинальной мощностью 6 МВт каждый, производства ОАО «Калужский турбинный завод» г. Калуга, Россия;

■ четыре паровых угольных котла типа КЕ-25- 40-440С, производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Здание главного корпуса многопролетное, разновеликой высоты, сомкнутой компоновки состоит из следующих отделений:

■ турбинное отделение;

■ котельное отделение;

■ бункерная этажерка с ленточными конвейерами топливоподачи;

■ деаэраторно-питательная установка с центральным тепловым щитом;

■ пристройка электротехнического блока и блока административно-бытовых и вспомогательных помещений;

■ пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО и помещения баков подпитки теплосети.

Турбинное отделение имеет размер в плане 60x15 м высотой до низа ферм 15 м.

В турбинном отделении устанавливаются поперечно два турбоагрегата П 6-3,4/0,5 с отметкой обслуживания +6,0 м. Для механизации ремонтных работ в турбинном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 10 т и ремонтные площадки. С турбинным отделением сблокирована пристройка электротехнического блока, административно-бытовых и вспомогательных помещений размерами в плане 60x18 м. Котельное отделение имеет размеры в плане 60x18 м высотой до низа ферм 16 м. В котельном отделении устанавливаются: четыре котла КЕ-25-40-440С с ячейкой 12x18 м, дымососы, вентиляторы, экономайзеры с воздухоподогревателями, золоулавливающие установки, оборудование шлакозолоудаления. Дымовые газы после золоулавливающих установок отводятся в общую дымовую трубу Ду=3 м, Н=60 м. Для механизации ремонтных работ в котельном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 5 т и ремонтные площадки.

Перед фронтом котлов расположена пристройка бункерной этажерки размерами в плане 54x6 м и высотой до низа балки 21 м. На отметке +17 м располагается ленточный конвейер топливоподачи. Между отметками +17,000 и +13,200 расположены бункеры угля. Между турбинным и котельным отделением расположены деаэраторно-питательная установка, центральный тепловой щит, РУСН-0,4 кВ в помещении размерами в плане 7,5x54 м с высотой до низа балки 14,4 м. На отметке +0,000 деаэраторно- питательной установки устанавливаются подогреватели и насосы сырой и химочищенной воды, питательные насосы, подпиточные насосы. На отметке +7,800 устанавливаются два деаэратора ДСА-100. Со стороны постоянного торца главного корпуса предусматриваются пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО, помещения баков подпитки теплосети.

Хозяйство твердого топлива мини-ТЭЦ состоит из следующих основных сооружений:

■ расходного склада угля;

■ дробильного корпуса;

■ галереи ленточных конвейеров.

Максимальный расход топлива 2,95 т/ч на один котел при максимальной нагрузке на котел.

Хозяйство жидкого топлива. Дизельное топливо марки «арктическое» по ГОСТ 305-82 предусматривается использовать в качестве топлива для резервных дизель-генераторов. Для хранения запаса дизельного топлива предусматривается хозяйство дизельного топлива. В состав хозяйства дизельного топлива входят:

■ склад дизельного топлива, состоящий из пяти резервуаров V=100 м3, горизонтальных, надземных. Резервуары устанавливаются на открытую площадку габаритами 21 x33 м с подпорной стеной высотой 1 м на случай разлива. Через ограждающую стенку предусмотрены четыре переходных мостика;

■ насосная дизельного топлива, которая состоит из трех насосов, один из которых резервный. Насосная дизельного топлива представляет собой одноэтажное здание общими габаритами 6x9 м.

Система золошлакоудаления предусматривает удаление золы и шлака. Провалившиеся через полотно мелкие частицы топлива транспортируются к правой щеке рамы, где в желобах имеются отверстия, через которые они ссыпаются на нижнюю ветвь колосникового полотна и далее в систему шлакоудаления.

Для удаления очаговых остатков из-под каждого котла применяется индивидуальный скреперный подъемник с ковшом. При рабочем ходе перфорированный ковш подъемника перемещается по горизонтальному участку канала. При этом происходит заполнение ковша шлаком и золой. Заполненный ковш поднимается по наклонному участку и в конце пути опрокидывается, разгружая содержимое в бункер. Количество шлака составляет 0,38 т/ч от каждого котла.

Источник технического водоснабжения - проектируемый водозабор на реке Ясачная.

Заключение. Удельные капитальные вложения для строительства данной мини-ТЭЦ сравнительно велики, что определяется строительством в условиях Крайнего Севера (грунты - вечная мерзлота, сейсмичность - 7 баллов), на подтапливаемых территориях, а также необходимостью учета стоимости тепловых сетей, теплопунктов, внешних сетей водоснабжения, линий электропередач для выдачи мощности т.п. Срок окупаемости - около 9 лет.

Строительство ТЭЦ начато в 2009 году и приближается к своему завершению.

Опыт проектирования газопоршневой мини-ТЭЦ в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина)

Проектирование, строительство и реконструкция котельных и мини-ТЭЦ, работающих на угле, особым образом отличается от аналогичных работ по газовым и дизельным котельным и требует решения дополнительных задач для обеспечения надежной работоспособности и высокого КПД.

Для мощностей до 20-30 МВтэ газопоршневые когенерационные установки показывают себя лучше всех других технологий. Причем в диапазоне от 3 до 5 МВтэ они просто вне конкуренции.

Наивысший электрический КПД - до 30% у газовой турбины, и около 40% - у газопоршневого двигателя, достигается при работе под 100% нагрузкой. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД. Газопоршневая мини-ТЭЦ не требует установки сложного и дорогостоящего вспомогательного оборудования, которое требуется для мини-ТЭЦ на основе паровых или газовых турбин.

В качестве типичного примера газопоршневой мини-ТЭЦ рассмотрим когенерационную установку для нужд агрофирмы в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина), проект строительства которой был разработан институтом в 2007 г. Водогрейная котельная ООО Агрофирма «Пролисок ЛТД» предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды на отопление тепличного хозяйства, служебно-бытовых помещений предприятия и самой котельной. Проектом была предусмотрена установка газопоршневого агрегата (ГПА) на базе газотопливного двигателя CATERPILLAR G3520C электрической мощностью 1,95 МВт с технологическим модулем ТМ С2000 тепловой мощностью 2,203 МВт (1,895 Гкал/ч). Работа газопоршневого агрегата - по электрическому графику, зависящему от потребности в дополнительном искусственном освещении теплиц Агрофирмы «Пролисок ЛТД». Газопоршневой агрегат предусмотрено разместить в помещении существующей котельной. Основным и единственным топливом ГПА является природный газ. Предложенная тепловая схема обеспечивает экономичную и надежную эксплуатацию электростанции в различных режимах. Рассчитанные экономические показатели показали приемлемые сроки окупаемости (около 6 лет) и значения других интегральных показателей. Срок строительства - 4 месяца. В настоящий момент газопоршневая электростанция работает в составе локальной энергосети и обеспечивает теплицы агрофирмы электрической и тепловой энергией. Углекислый газ используется для активизации роста тепличных культур.

Проектирование мини-ТЭЦ на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (г. Лабытнанги Ямало-Ненецкий АО)

В 2007 г. институтом был выполнен проект увеличения на 12 МВт мощности на передвижной электростанции (ПЭС) «Лабытнанги», расположенной в г. Лабытнанги Ямало-Ненецкого Автономного округа. Электроэнергетика г. Лабытнанги складывается на базе ПЭС «Лабытнанги» ОАО «Передвижная энергетика». Основной продукцией, производимой на ПЭС, является электроэнергия, получаемая в газотурбинных установках с утилизацией тепла уходящих газов, и тепловая энергия в виде горячей воды, полученная за счет когенерации. Горячая вода расходуется для обеспечения собственных нужд электростанции в тепле. Источником получения электроэнергии на ПЭС в настоящее время являются пять передвижных электростанций и одна газотурбинная электростанция ГТЭ-38. Первые две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 мощностью 4 МВт каждая ст. № 1, 18 были установлены в 1974 и 1976 гг. Дальнейшее развитие осуществлялось путем наращивания мощности за счет передвижных установок ПАЭС-2500 по 2,5 МВт (1976-1983 гг.). Были установлены три передвижные электростанции ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, мощностью 5 МВт, каждая из которых включает две установки ПАЭС-2500.

В 1996 г. было осуществлено строительство электростанции мощностью 24 МВт (ГТЭ-24) с установкой двух газотурбинных агрегатов мощностью 12 МВт каждый в стационарном машинном зале. По проекту расширения электростанции ГТЭ-24 до мощности 38 МВт было выполнено строительство нового машзала, в котором был установлен газотурбинный двигатель ДА-14 (ДО14) номинальной мощностью 14 МВт с генератором Т-16-2У3 мощностью 16 МВт. Компоновкой машзала было предусмотрено резервное место для газотурбинной установки аналогичного типа и выполнен фундамент. Таким образом, суммарная установленная мощность энергоисточников ОАО «Передвижная энергетика» составляла 61 МВт, что существенно перекрывало потребность региона в электрической мощности. Однако агрегаты, отработавшие по 25-30 лет и выработавшие свой ресурс, не могли обеспечить требуемую степень надежности. Установленные в 70-х годах прошлого века две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 ст. № 1, 18 требуют замены и вывода из эксплуатации. Для обеспечения работы основного оборудования ГТЭ-38 использовалось существующее вспомогательное технологическое оборудование, размещенное в четырех вагонах на новой производственной площадке:

■ вагон вспомогательного оборудования (ВВО);

■ вагон-градирня (ВГ) ;

■ вагон управления и контроля (ВУК);

■ вагон распредустройств (РУ).

С учетом предполагаемого роста электрических нагрузок, строительство третьего блока ГТЭ-24 мощностью 14 МВт обеспечивало лишь текущие потребности в энергоснабжении, без необходимого резерва, работающего на газовом топливе. Кроме того, сохранялась потребность в дорогостоящем дизельном топливе, необходимом на период проведения регламентных и ремонтных работ генерирующего энергооборудования, работающем на газовом топливе.

Вариант с заменой выводимого из эксплуатации оборудования на аналогичное, работающее на жидком топливе, не рассматривался в виду его явной нерентабельности из-за меньшего КПД (около 23%) и высокой стоимости жидкого топлива (в 12 раз дороже природного газа). В связи с вышеизложенным, существовала острая необходимость в строительстве еще одного газового блока на ПЭС «Лабытнанги» мощностью 12 МВт. Своевременное строительство генерирующих мощностей должно было создать условия для выполнения программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры при реализации программы «Жилище». Согласно предварительным расчетам строительство дополнительной мощности 12 МВт за счет кредитных ресурсов не приводило к увеличению тарифа для потребителя, поскольку возврат кредита планировался за счет экономии топлива - использование газового топлива вместо дизельного (условия кредита - на 4-5 лет, начало возврата - со второго года).

Заказчик утвердил к проектированию следующий состав основного оборудования:

■ одна газотурбинная установка номинальной мощностью 12 МВт на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» с генератором Т-12-2ЭУ3 (устанавливаемая в существующем машзале на существующий фундамент),

■ один водогрейный котел-утилизатор УТ-47 производства НТКО ЗАО «Ухтинский экспериментально-механический завод».

Проектная суммарная установленная электрическая мощность газотурбинного оборудования ПЭС «Лабытнанги», работающего на природном газе, при осуществлении проекта составит 50 МВт.

Проектом также предусматривалось:

■ установка двух дизельных генераторов типа ЭСД-200-30-Т/400М максимальной мощностью 230 кВт каждая в контейнерном исполнении, расположенных на открытой площадке (дизель- генераторы предусматриваются для покрытия потребности в электроэнергии при так называемом «холодном пуске» или пуске ПЭС с нуля, а также в аварийном режиме);

■ строительство теплового пункта для выдачи тепла городским потребителям в количестве 30 Гкал/ч и выдачи тепла на собственные нужды электростанции в количестве 6 Гкал/ч;

■ перенос существующей насосной станции пожаротушения в здание проектируемого теплового пункта;

■ сооружение подземного железобетонного бака аварийного слива масла объемом 5,6 м3.

После строительства ГТУ ст. № 4 мощностью 12 МВт, существующие ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, работающие на дизельном топливе, переводятся в холодный резерв.

Газотурбинная установка ГТУ-12 устанавливается в существующем машзале на отм. 0,000.

Расположение контейнера ГТУ продольное.

В центре машзала устанавливаются масло- блоки двигателя и генератора проектируемой ГТУ-12 рядом с существующими маслоблоками установленной ранее ГТУ-14. Для восполнения безвозвратных потерь масла используется существующий расходный бак масла V=1 м3.

На отм. +13,860 м на выходе продуктов сгорания из ГТУ установлен водогрейный котел- утилизатор УТ-47. Удаление дымовых газов в атмосферу после котла-утилизатора осуществляется через металлическую дымовую трубу высотой 35 м и диаметром устья 3 м.

Над кровлей машзала на отм. +10,000 м размещается комплексная воздухоочистительная установка (КВОУ).

На площадке на отм. +10,000 м размещаются также аппараты воздушного охлаждения масла (АВОМ) двигателя, генератора, а также аппараты воздушного охлаждения антифриза (АВОА). Аварийный слив масла от проектируемой ГТУ предусматривается во вновь сооружаемый подземный бак аварийного слива масла объемом

5,6 м3, располагаемый за стеной здания. Для системы смазки газовой турбины и маслоснабжения генератора предусматривались раздельные системы минерального масла.

Управление ГТУ и контроль за основными параметрами ГТУ, а также вспомогательного оборудования, осуществляется оператором системы автоматического управления (САУ), который располагается в расширенной по проекту установки ГТУ ст. № 3 части существующего вагона управления и контроллеров.

Основным и единственным топливом для устанавливаемой газотурбинной установки является природный газ.

Аварийное и резервное топливо для работы проектируемой газотурбинной установки не предусматривается. Запитка газом - от существующего БППГ

Период окупаемости проекта с учетом обслуживания заемных средств составил 3,4 года.

Заключение

С учетом намечающегося дефицита электроэнергии, высокого износа мощностей существующих ТЭЦ малая энергетика имеет хорошие перспективы развития. Малая энергетика, конечно, не сможет полностью заменить большую. Однако нет сомнений в том, что при условии грамотной реализации подобных проектов, небольшие станции могут стать эффективными источниками энергии, и во многих случаях будут способны удовлетворить растущие потребности в тепле и электричестве.

М.Л. Кузнецов, Вопросы проектирования мини-ТЭЦ

Источник: Журнал "Новости теплоснабжения" №06 (166), 2014 г. , www.ntsn.ru/o-zhurnale/archiv/2014/6_2014.html

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Тематические закладки пользователей:

Tеги: Мини-ТЭЦ

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств. Эффективней пластинчатого!

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru

Программы Auditor